Estudos de Inserção Ótima de Geração Distribuída em

XVIII Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica
SENDI 2008 - 06 a 10 de outubro
Olinda - Pernambuco - Brasil
Estudos de Inserção Ótima de Geração Distribuída em Redes Existentes da CEEE
Distribuidora
Carla Marques Nunes
Hans Helmut Zürn
CEEE-D
UFSC
Autor 1 – [email protected]
Autor 2 - [email protected]
Palavras-chave
Fluxo de Potência Ótimo em Redes de Distribuição
Geração Distribuída
Produtor Independente
Resumo
O presente trabalho tem como objetivos avaliar a problemática de inserção de geração distribuída em
redes existentes da CEEE Distribuidora e propor a quantificação máxima desta geração. Baseada na
legislação brasileira, bem como na normativa especifica da CEEE Distribuidora, a avaliação
preliminar dos prováveis pontos de conexão e feita através de uma metodologia, com a qual se
determina um valor de potencia baseado no nível de curto-circuito da rede (relação R) e se faz uma
analise preliminar dos prováveis pontos de conexão, realizada no estudo, baseada no limite de máxima
variação de desvio de tensão permitida pela legislação. Assim, e possível estimar um valor inicial de
potencia para cada conexão.
Este trabalho também propõe a quantificação máxima de geração distribuída para o subsistema em
estudo, restrita aos limites operacionais da rede (limites de máxima variação de tensão, carregamento e
fator de potência), permitindo uma avaliação da máxima geração distribuída que pode ser inserida na
região em estudo, desde que mantidas as condições de operação adequadas da rede.
Utilizou-se como ferramenta de avaliação de fluxo de potência, o Simulador de Redes - ANAREDE, e
para quantificação máxima de geração distribuída, o Simulador de Redes para Fluxo de Potência
Ótimo - FLUPOT.
1. Introdução
Os avanços tecnológicos na produção de energia elétrica a partir de combustíveis renováveis como
energia solar, energia eólica, biomassa, células combustíveis e pequenas centrais hidrelétricas têm
fomentado a utilização de fontes alternativas de pequeno porte. Diante destes acontecimentos, a
Geração Distribuída tornou-se uma realidade cada vez mais próxima das concessionárias brasileiras,
visto ao contraponto que faz a geração convencional, provocando um maior interesse de investidores.
Uma das preocupações das concessionárias para com a inserção de geração distribuída e a definição de
regras de acesso caracterizadas por princípios de transparência, sem comprometer a qualidade do
serviço prestado.
1
O presente trabalho propõe uma metodologia para a determinação do melhor critério de avaliação
individual para Consultas de Acesso e para a determinação da quantidade ótima de geração distribuída
a ser instalada em uma determinada rede de subtransmissão e distribuição existente.
A avaliação preliminar da potencia de geração a ser instalada na rede estudada foi realizada através do
critério do limite da relação R – relação entre a potencia de curto-circuito da rede e a potencia nominal
do Produtor Independente. Este critério limita o valor de potencia do Produtor Independente, de tal
forma que a variação máxima de desvio de tensão no ponto de conexão não ultrapasse o limite
especificado pela legislação, de 5% ou um outro limite de tensão inferior a este e, portanto mais
restritivo, a critério de cada Concessionária.
Para a avaliação deste valor preliminar, utilizou-se como ferramenta, o Simulador de Redes ANAREDE, desenvolvido pelo CEPEL. Esta avaliação foi realizada para os patamares de carga leve,
media e pesada, considerando a variação máxima de desvio de tensão de 5% no ponto de conexão
permitida pela legislação, para uma variação de fator de potencia do Produtor Independente de 0,8
mínimo capacitivo a 1,0 e de 0,8 mínimo indutivo a 1,0.
Para a avaliação da inserção ótima desta geração, utilizou-se como ferramenta, o Simulador de Redes
para Fluxo de Potencia Ótimo – FLUPOT. A otimização possibilitou a determinação do valor de
potencia, considerando-se, alem da variação máxima de desvio de tensão no ponto de conexão, os
limites de tensão em todas as barras, os limites de fluxo de potencia em todos os circuitos, os limites
de taps dos transformadores e o limite de fator de potencia - mínimo de 0,95 conforme previsto na
legislação – para a rede em estudo.
2. Regulamentação
Segundo estudos1, a maioria dos países desenvolvidos tem implementado programas que incentivam a
Geração Distribuída, principalmente a partir de energias renováveis cujo fomento tem sido
particularmente apoiado. Contudo, nos países em vias de desenvolvimento, a exploração das energias
renováveis para este fim tem tido pouco desenvolvimento devido à falta de programas que incentive o
seu uso sistemática adotada são examinados primeiro os cenários de longo prazo verificando os
equipamentos superados, que são então reavaliados nos cenários mais próximos identificando-se o ano
em que ocorre a superação.
Apesar das políticas que incentivam, de um modo global, a geração distribuída encontra uma série de
barreiras ao seu desenvolvimento. Uma das principais barreiras consiste na falta do estabelecimento de
condições técnicas de aceitação de conexão de Geração Distribuída às redes elétricas.
A maioria dos padrões existentes não leva em consideração as características próprias deste tipo de
geração já que foram concebidos pensando em esquemas de geração centralizada. Aliado a este fato, o
desconhecimento do impacto que a Geração Distribuída origina nas redes de distribuição leva as
empresas de distribuição, na maioria dos casos, a impor requisitos bastante restritivos para a ligação de
Geração Distribuída. Geralmente trata-se este tipo de produção, do ponto de vista da conexão às redes,
como qualquer outro produtor convencional o que pode levar a inviabilização de muitos projetos (1).
2.1. Regulamentação Internacional e Nacional
Devido à recente difusão de Geração Distribuída em vários países, alguns já apresentam uma
regulamentação mais expressiva, outros ainda não apresentam qualquer regulamentação. Na realidade,
a experiência dos países, que já avançaram neste assunto, serve como base para os demais, como o
Brasil que se encontra num período de maturação do assunto, com uma regulamentação muito recente
e que vem se ajustando gradativamente. Uma breve descrição dos requisitos técnicos a cumprir na
conexão de Geração Distribuída é mostrada abaixo, como por exemplo para Portugal (1).
Requisitos de ligação à rede:
2
- Limitação do valor da potência instalada (Decreto-Lei 189/88), sendo: Sinstalada< 0,05 Sccmin
(potência de curto-circuito mínima) no ponto de interligação;
- Limitação do valor da potência instalada (Decreto-Lei 168/99), sendo: Sinstalada< 0,08 Sccmin
(potência de curto-circuito mínima) no ponto de interligação;
- Desaparece a limitação do valor da potência instalada (Decreto-Lei 312/2001) e a autorização de
ligação depende da capacidade de aceitação da rede definida a partir de estudos efetuados pelos
operadores de rede.
A legislação brasileira tem sido gradativamente adequada ao conceito de Geração Distribuída, com
algumas resoluções e decretos que vão introduzindo aos poucos este conceito e regrando a relação das
concessionárias com este tipo de acessante. Tomando-se alguns exemplos, tem-se o Decreto Nº 2.00310/09/1996 que define Produtor Independente de Energia Elétrica, e Autoprodutor Energia Elétrica; a
Resolução Nº 281, DE 1º DE OUTUBRO DE 1999 que estabelece as condições gerais de contratação
do acesso, compreendendo o uso e a conexão, aos sistemas de transmissão e distribuição de energia
elétrica e a Lei Nº 10.438, DE 26 DE ABRIL DE 2002 que cria o Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa). Esta lei institui um dos programas de incentivo do Governo
Brasileiro à difusão de Geração Distribuída no Brasil.
3. Avaliação da Capacidade de Geração Distribuída
Segundo estudos1, para a definição das condições técnicas de conexão de unidades produtoras à rede,
devem ser avaliados vários aspectos técnicos, atendendo os impactos previsíveis no sistema, incluindo
variações rápidas e lentas das tensões no sistema, relativas aos valores nominais, congestionamentos
de circuitos e de subestações, aumento dos níveis de potência de curto-circuito, níveis de flicker, nível
de distorção harmônica.
Com o intuito de estabelecer condições técnicas de conexão de Produtores Independentes, foi avaliado
o critério de imposição do limite da máxima variação de tensão, levando-se em consideração a relação
entre a potência de curto-circuito da rede (em MVA) e a potência aparente nominal (em MVA) do
Produtor Independente. Algumas concessionárias adotam a menor potência de curto-circuito da rede
(em MVA) no ponto de conexão (potência de curto-circuito mínima), ou a potência de curto-circuito
trifásica. A avaliação compreende o nível de curto-circuito trifásico.
A máxima variação de tensão em qualquer parte da rede é de 5% especificada na Legislação, mas
especificamente no ponto de conexão esta variação pode ser até mais restritiva, como por exemplo, a
adoção de um critério de 3%. Baseado neste critério, um valor de capacidade de inserção na rede para
o Produtor Independente foi determinado, com a monitoração dos seguintes aspectos técnicos:
o Variações das tensões no sistema, relativas aos valores nominais;
o Congestionamentos de circuitos e de subestações.
Esta capacidade é aceita caso a avaliação de operação da rede com a inserção da referida geração seja
favorável quanto aos aspectos acima listados. Esta avaliação é feita através de simulações de fluxo de
potência com a ferramenta computacional ANAREDE.
Os aspectos de qualidade como níveis de flicker e de distorção harmônica, segundo estudos 1, não
foram avaliados neste trabalho. Avaliou-se a inserção de geração distribuída na rede do ponto de vista
de regime permanente. Outros aspectos como perdas e estabilidade também podem ser avaliados. O
principal aspecto técnico analisado neste trabalho é o perfil de tensão de regime permanente.
3
3.1. Variação de Tensão
Segundo estudos1, a avaliação em termos de variação da tensão ε(%) no ponto de conexão para o
comportamento em regime permanente, pode ser avaliada através da seguinte relação:
(1)
 (%)  100 
Sn
100
 cos( k   ) 
 cos( k   )  lim  (%)
Sk
R
onde Sn é a potência aparente nominal da instalação de produção, Sk é a potência de curto-circuito no
ponto de conexão à rede, ψk é o ângulo da impedância de curto-circuito vista para montante do ponto
de ligação,  é o defasamento em relação à tensão da corrente injetada na rede pela instalação de
produção (ou seja o ângulo do fator de potência) e R é a relação entre a potência de curto-circuito e a
potência aparente nominal da instalação, definida por
S
R k
(2)
Sn
No Brasil, a ANEEL regulamenta em 5%, a máxima variação de tensão no ponto de conexão
(Resolução Nº 505/2001), o mesmo limite é estabelecido para as centrais de geração eólica no Termo
de Referência, elaborado pelo ONS e intitulado Estudos Complementares para Acesso à Rede Elétrica
das Centrais Eólicas do PROINFA. Conforme o ONS estabelece no Termo de Referência Estudos
Complementares para Acesso à Rede Elétrica das Centrais Eólicas do PROINFA, bem como o
PRODIST e a Normativa interna da CEEE, o fator de potência capacitivo mínimo deve ser 0,95 e o
fator de potência indutivo mínimo 0,95.
3.1.1. Problema a Ser Resolvido
O Subsistema da CEEE-D considerado neste trabalho foi o Sul, este subsistema é composto,
basicamente, de linhas de 138kV - em anel e radiais e 69kV - radiais, muitas vezes longas e de baixa
capacidade de transmissão. A micro-região escolhida para as análises foi Bagé. Esta micro-região é
ligada ao subsistema SUL por duas linhas de transmissão em 230 kV: LT Livramento-Bagé 2 e LT
Bagé 2- Presidente Médici.
A subestação da rede básica Bagé 2, conforme Figura 1, para o ano de 2008, possui dois
transformadores 230/69/13,8 kV - 50 MVA na configuração de rede adotada, para o ano de 2008,
período previsto para inserção de produtor independente nesta rede. Esta subestação supre as cargas do
sistema de distribuição da CEEE-D, em 69kV através das subestações Dom Pedrito - DPE e Bagé 1 BAG1, além do atendimento às cargas locais através de dois transformadores trifásicos 69/13,8 kV e
69/23 kV (TR – 25 MVA, TR – 10 MVA respectivamente) . A LT em 69 kV Bagé2 - Dom Pedrito,
nesta configuração, já aparece recondutorada em seus aproximados 80 km e a subestação Dom
Pedrito, ampliada com dois transformadores 69/13,8 kV e 69/23 kV (TR – 25 MVA, TR – 8 MVA
respectivamente).
Para a verificação da capacidade de geração efetuou-se uma análise, tomando-se como exemplo, um
Produtor Independente (usina de biomassa) que pretende se instalar a aproximadamente 5 km da
Subestação Dom Pedrito, com capacidade de geração máxima de 12 MW. A linha de subtransmissão
em 69kV que interliga o ponto de conexão Barra DPE-69 kV ao barramento da SE Bagé 2 (SE
fronteira – 230/69kV), tem aproximadamente 80 km de comprimento, com condutor CAA QUAIL 2/0
AWG. Esta linha sofrerá um recondutoramento (obra da Distribuidora) antes da conexão do gerador.
4
Figura 1-Diagrama unifilar da micro-região Bagé 2
3.1.2. Procedimento Utilizado
Foram utilizados dois critérios:
o Um limite para a queda de tensão máxima admissível (lim ε(%)).
o Um limite para a relação entre Sn (potência nominal do Produtor Independente) e Sk (potência
de curto-circuito no ponto de conexão) – R.
Para ambos os critérios, foi utilizada a potência de curto-circuito trifásica no ponto de conexão.
Foram traçadas curvas, utilizando-se a equação (1) para cinco tipos de condutores mais utilizados em
linhas de subtransmissão para os dois critérios descritos acima. Neste trabalho, foi utilizado o condutor
CAL 450 MCM como exemplo.
– Limite para a queda de tensão máxima admissível:
Para a característica da rede apresentada, e para o condutor CAL 450 MCM, o ângulo de rede é igual a
72,9º e R igual a 6,15. Assim, observando-se na Figura 2, há uma restrição muito grande quanto ao
ângulo resultante ( ψ+), admitindo-se dois valores para o limite da queda de tensão admissível (lim
ε(%)): 3% e 5%. Para estes valores admissíveis, a unidade produtora terá que operar com fator de
potência praticamente unitário. O curto-circuito trifásico fornece uma potência maior do que o curtocircuito bifásico (mínimo), o que aumenta a relação R. A Tabela 1 apresenta os dados de curto-circuito
para os diferentes tipos de condutores mostrados na Figura 2. Observa-se que para este nível de curtocircuito, a relação R ainda é pequena, variando de 5,4 a 6,3 para os referidos condutores. Conforme
observa-se na Figura 2, para este critério de limite de queda de tensão, a potência de curto-circuito
trifásica permite, para a mesma característica de rede, uma variação de ( ψ+), porém muito pequena a
ponto de permitir uma análise da variabilidade do fator de potência significativa (avaliação da
possibilidade de controle de tensão da máquina), isto traduz-se em uma condição de fator de potência
unitário, ou seja, uma condição rígida.
Tabela 1- Nível de Curto-circuito trifásico para DPE-69 kV
– Limite para a relação R:
A Figura 3 mostra as diferentes curvas de variação do desvio de tensão ε(%) em função de R para
fatores de potência variando de 0,8 capacitivo a 0,8 indutivo para os diferentes tipos de condutores
mostrados na Tabela 1. Para esta conexão em 69 kV, a relação R, para a potência nominal da usina é
inferior a 10, ou seja, a potência nominal da usina representa aproximadamente 16% da potência de
curto-circuito trifásica (1/R, com R=6,15) e em torno de 19% da potência de curto-circuito mínima
(1/R, com R=5,32), mostrada na Figura 3 para efeito comparativo. Considerando-se então, o limite de
variação máxima de tensão de 5% e o fator de potência capacitivo mínimo de 0,95 conforme
5
regulamentação, a relação R deverá ser no mínimo 10, dependendo do condutor a ser utilizado.
Estima-se que R deve valer, no mínimo, 11,5, ou seja, a potência nominal da usina deve representar no
máximo 8,7% da potência de curto-circuito mínima aceitável.
Figura 2 - Curvas com R em função de (ψ+)
Figura 3 – Curvas com Fator de Potência
em função de R
3.1.3. Análise dos Resultados
- Perfil de tensão:
Adotando-se, conforme o critério preliminar de avaliação Limite da relação R, a potência máxima de
conexão permitida para a usina de 8,32 MVA para uma relação R de 11,5, com o condutor CAL 450,0
MCM como exemplo, foram feitas simulações para a referida potência, para diferentes fatores de
potência (0,8 a 1) indutivos, capacitivos e unitário. Observa-se que o ponto de conexão, numa primeira
análise, é restritivo para o Produtor Independente, visto que, a potência máxima de geração prevista é
de 12MW e potência ativa máxima permitida não passa de 8,3 MW.
As Tabelas 2 e 3 mostram os resultados de variação de tensão no ponto de conexão para fatores de
potência unitário e 0,95 capacitivo do Produtor Independente. Estes resultados foram obtidos,
considerando-se tensão de 1,00 p.u. na barra em 69 kV da SE da rede básica Bagé 2 230/69 kV e um
banco de capacitores de 3,6 Mvar existente no ponto de conexão, ligado durante o patamar de carga
média e desligado durante os dois outros patamares. Também foi considerado o uso do condutor CAL
450 MCM para a LT do acessante, de aproximadamente 5 km, conectando o Produtor Independente à
barra de DPE em 69kV.
Com fator de potência unitário observa-se uma variação de tensão em torno de 3% (Tabela 2), já com
0,95 capacitivo (Tabela 3) observa-se uma variação positiva de tensão máxima de 5,4% para o
patamar de carga média e 5,3% para o de carga pesada. Para o fator de potência 0,95 indutivo, as
variações são positivas, porém muito pequenas. Para fatores de potência capacitivos menores que 0,95
as variações de tensão ficaram acima de 6%.
Tabela 2 – Variação de Tensão para FP=1,0 Tabela 3 – Variação de Tensão para FP=0,95 Cap.
TENSÃO (P.U) NO PONTO DE CONEXÃO - BARRA 69kV SE DOM PEDRITO
(LT 69kV BAGÉ 2 - DOM PEDRITO - 80 KM)
FP=0,95 CAPACITIVO
TENSÃO (P.U) NO PONTO DE CONEXÃO - BARRA 69kV SE DOM PEDRITO
(LT 69kV BAGÉ 2 - DOM PEDRITO - 80 KM)
FP=1,0
PATAMAR DE
CARGA
LEVE
MÉDIA*
PESADA
SEM A USINA
COM A USINA
VARIAÇÃO (%)
DE TENSÃO
0,982
0,971
0,969
1,011
1,003
1,000
2,96
3,33
3,20
PATAMAR DE
CARGA
LEVE
MÉDIA*
PESADA
6
SEM A USINA
COM A USINA
VARIAÇÃO (%)
DE TENSÃO
0,982
0,971
0,969
1,031
1,023
1,020
5,00
5,39
5,26
4. Avaliação da Capacidade Ótima de Geração Distribuída
A análise de fluxo de potência convencional é utilizada na primeira etapa, para avaliação dos
resultados obtidos para a capacidade possível de inserção de Geração Distribuída, baseados no critério
do Limite da Relação R. A ferramenta de fluxo de potência convencional tem por objetivo determinar
a magnitude e o ângulo da tensão nas barras da rede em estudo, a partir dos quais outras quantidades
podem ser calculadas. As equações envolvidas neste processo são não-lineares e admitem diversas
soluções.
Uma destas soluções é a ótima, obtida com a ferramenta Fluxo de Potência Ótimo. Assim, para a
determinação do valor ótimo da capacidade de geração distribuída, utilizou-se a referida ferramenta
numérica. Esta ferramenta auxilia a tarefa de otimizar o estado da operação do sistema de potência em
regime permanente. As simulações de Fluxo de Potência Ótimo foram realizadas com a ferramenta
computacional FLUPOT.
4.1 Maximização de Geração Distribuída em Redes de Distribuição
A cada gerador inserido atribui-se um custo de geração bem inferior ao especificado para as unidades
geradoras convencionais que suprem a micro-região. Assim, com a função objetivo « mínimo custo de
geração », consegue-se maximizar a potência gerada das unidades de GD consideradas em detrimento
da potência gerada pelas demais unidades supridoras da micro-região.
As variáveis de controle utilizadas foram geração de potência ativa, taps de transformadores com
comutação sob carga e magnitude das tensões nas barras de geração. As restrições nas variáveis de
controle utilizadas foram limites nas gerações de potência ativa das unidades geradoras, limites na
magnitude das tensões geradas e limites nos taps dos transformadores com comutação sob carga. As
restrições funcionais especificadas foram limites na magnitude da tensão das barras de carga, limites
nos fluxos de potência ativa e reativa e limites de fator de potência.
A proposta de quantificação de geração ótima é feita com o intuito de determinar as melhores
condições de operação da rede onde será inserida a geração distribuída. Esta quantificação é feita de
acordo com as restrições para cada ponto de conexão, considerando-se a máxima variação de desvio
de tensão permitida pela legislação, ou seja, máxima variação de desvio de tensão de 5% em relação à
tensão no ponto de conexão (DPE-69 kV) sem a usina, com os fatores de potência unitário e mínimo
capacitivo de 0,95 do Produtor Independente, para o patamar de carga média.
4.1.1 Análise dos Resultados
A Tabela 2 do item 3.1.3 mostra uma variação em torno de 3% para o fator de potência unitário do
Produtor Independente, o que significa que, para um critério mais restritivo em relação à variação de
tensão máxima permitida, os valores de geração determinados já são ótimos.
Otimizando-se o valor de potência inicial de 8,32 MVA (relação R aproximada de 11,5) para fatores
de potência unitário e mínimo de 0,95 capacitivo, atingiu-se um valor de potência ótima de conexão de
14,3 MW para o fator de potência unitário e 7,8 MW para o fator de potência de 0,96 capacitivo, com
uma geração de potência reativa de 2,2 Mvar. Observou-se que a quantificação ótima ajustou a
potência inicial de 8,32 MVA (7,9 MW e 2,6 Mvar) para 8,1 MVA (7,8 MW e 2,2 Mvar) para o fator
de potência capacitivo, já para o fator de potência unitário, a otimização ajustou o valor de potência de
8,32 MW para 14,3 MW.
A Tabela 4 mostra o comparativo de variação de tensão no ponto de conexão para a otimização na
condição de fator de potência unitário. A Tabela 5 mostra as tensões nas demais barras da microregião em estudo para o patamar de carga média. A tensão na barra da usina para os patamares de
carga leve e pesada é de 1,033 e 1,02 p.u, respectivamente. A Figura 4 mostra os valores otimizados
para a geração do Produtor Independente.
7
Tabela 4 - Comparativo de Tensões para o
Ponto de Conexão DPE-69 kV com e sem
Otimização
Tabela 5 - Comparativo de Tensões para a rede
com e sem Otimização
TENSÃO (P.U) NO PONTO DE CONEXÃO - BARRA 69kV SE DOM PEDRITO (LT 69kV BAGÉ 2 DOM PEDRITO - 80 KM)
PATAMAR DE
CARGA
LEVE
MÉDIA*
PESADA
FP=1,0
GERAÇÃO INICIAL DE 8,32 MW
TENSÕES (P.U) NAS BARRAS DA MICRO-REGIÃO BAGÉ 2
FP=1,0 - PATAMAR MÉDIA
LT ACESSANTE - CONDUTOR CAL 450 MCM
GERAÇÃO ÓTIMA DE 14,3 MW
CONDUTOR CAL 450
MCM
VARIAÇÃO (%)
DE TENSÃO
CONDUTOR CAL 450
MCM
VARIAÇÃO (%)
DE TENSÃO
1,011
1,003
1,000
2,96
3,33
3,52
1,030
1,019
1,017
4,88
5,00
4,95
GERAÇÃO INICIAL
DE 8,32 MW
LIVRAMENTO 2-230
1,026
BAGÉ 2-230
1,024
PMÉDICI-230
1,024
BAGÉ 2-69
0,995
BAGÉ 1- 69
0,972
UTEDPE1-69
1,000
DPE-13
1,010
DPE-23
1,010
BARRAS
GERAÇÃO ÓTIMA
DE 14,3 MW
1,026
1,025
1,024
0,997
0,972
1,022
1,036
1,033
Figura 4 - Comparativo de Tensões para a rede com e sem Otimização
4.2. Análise Conjunta de Geração Distribuída
A análise de inserção de geração distribuída em uma rede deve, fundamentalmente, considerar a data
prevista de entrada em operação da instalação de cada produtor independente.
Em uma região onde ainda não há presença de geração distribuída, é possível analisar prováveis
pontos de conexão, individualmente, para a primeira consulta de acesso, por exemplo, supondo um
único acessante, para a micro-região de Bagé, pode ser feita a escolha do melhor ponto de conexão,
baseada nas análises isoladas feitas anteriormente. À medida que as consultas de acesso tornam-se
numerosas para uma mesma região, a Concessionária deve analisar as prováveis conexões
conjuntamente, ao invés de isoladamente.
Uma análise conjunta deve levar em conta as previsões de entrada em operação de todos os produtores
independentes que formalizaram sua consulta de acesso. Tomando-se como exemplo dois acessantes
com datas previstas de entrada em operação para o mesmo ano: um acessante denominado A, com o
ponto de conexão definido na SE Dom Pedrito, barra em 69 kV e outro denominado B com o ponto de
conexão definido na SE Bagé 2, barra em 69 kV (ver Figura 1). Assim, a análise feita isoladamente
permitiu uma capacidade máxima de 14,3 MW (ver Figura 4) para o acessante A e 15,5 MW para o
acessante B para operação com fator de potência unitário. Os itens seguintes mostram os resultados
para a análise conjunta.
4.2.1. Inserção Ótima Simultânea
A quantificação máxima de geração foi feita mantendo-se a condição de máxima variação de tensão de
5% para a barra DPE-69 kV e a condição de 1,0 p.u para a barra BAG2-69 kV. Observa-se que os
valores ótimos para os dois acessantes são: para o acessante A: 13,3 MW, maior que a potência inicial
8
de 8,32 MW e menor que a potência ótima individual de 14,3 MW. E para o acessante B: 27,5 MW,
maior que a potência máxima solicitada pelo acessante, de 15,5 MW, significando que há
possibilidade de conexão de uma potência maior, porém menor que a potência ótima limite de 59,5
MW, encontrada individualmente.
4.2.2. Inserção Ótima – Geração A Fixa
Supondo a ocorrência da inserção da geração A (acessante A) antes da geração B (acessante B), a
geração A foi considerada fixa em 8,32 MW, e a geração B foi quantificada pela otimização, com a
condição de 1,0 p.u para a barra DPE-69 kV, ou seja, manteve-se fixa a configuração de rede para o
acessante A. Observa-se na Figura 5.25, que os valores ótimos para os dois acessantes são, para o
acessante A: 8,32 MW fixos e para o acessante B: 10,5 MW, menor que a potência máxima solicitada
pelo acessante, de 15,5 MW.
4.2.3. Inserção Ótima – Geração B Fixa
Supondo a ocorrência da inserção da geração B (acessante B) antes da geração A (acessante A), a
geração B foi considerada fixa em 15,5 MW, e a geração A foi quantificada pela otimização, com a
condição de máxima variação de tensão de 5% para a barra DPE-69 kV e a condição de 1,0 p.u para a
barra BAG2-69 kV, ou seja, manteve-se fixa a configuração de rede para o acessante B e limitou-se a
variação de tensão para o acessante A. Observa-se na Figura 5.26, que os valores ótimos para os dois
acessantes são, para o acessante A: 12,1 MW, maior que a potência inicial de 8,32 MW, fixa no item
1.4.1.2, mas menor que a potência otimizada no item 1.4.1.1 de 13,3 MW. Para o acessante B: fixa em
15,5 MW.
Tabela 6 – Avaliação conjunta de inserção ótima para os pontos
de conexão DPE-69 kV e BAG2-69 kV
INSERÇÃO ÓTIMA (MW)
FP=1,0 - PATAMAR MÉDIA
PONTO DE CONEXÃO
DPE-69 kV LT ACESSANTE
CONDUTOR CAL 450 MCM
GERAÇÃO DE 8,32 MW (A)
BAG2-69 kV LT ACESSANTE
CONDUTOR CAL 450 MCM
GERAÇÃO DE 15,5 MW (B)
AVALIAÇÃO
INDIVIDUAL
AVALIAÇÃO CONJUNTA
SIMULTÂNEA
A FIXO
B FIXO
14,30
13,30
8,32
12,10
59,70
27,50
10,50
15,50
5. Conclusões
Este trabalho apresentou uma metodologia de avaliação de inserção de Geração Distribuída,
determinando-se um valor de potência baseada no nível de curto-circuito da rede (relação R).
Observou-se que quanto menor a potência de curto-circuito de referência, maior a variação de tensão
estimada, e menor a relação R, restringindo assim, o valor de potência nominal da usina do produtor
independente, para o nível de variação de tensão aceitável de 5%, conforme regulamentação. Já a
determinação da inserção de potência ótima, respeitando a máxima variação de tensão no ponto de
conexão (5%), e demais restrições funcionais e de controle especificadas, apresentou valores máximos
de geração para cada fator de potência de operação da unidade produtora especificado, para uma dada
condição de operação.
Já para a análise conjunta, valores diferentes de otimização foram obtidos, dependendo de como ela é
feita. Se considerarmos o efeito conjunto de todos os Produtores Independentes que pretendem
instalar-se em uma mesma rede, num mesmo período onde não ocorram modificações nesta rede, ou
seja, obras da concessionária que provoquem alterações na topologia da rede, essa otimização resulta
nos valores máximos de potência admitidos para todos os Produtores Independentes, de tal forma que
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os requisitos, como variação de tensão, carregamento, tap’s de transformadores mantenham-se dentro
dos limites especificados, com o impacto simultâneo destas gerações distribuídas.
Por outro lado, se considerarmos a inserção não simultânea, isto é, a inserção de um Produtor
Independente e a efetuação da otimização da rede com a inserção de um segundo Produtor
Independente e assim sucessivamente, essa otimização terá um caráter mais conservador, diminuindo
os valores efetivos de potência permitida a cada Produtor Independente.
6. Referências Bibliográficas
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Regulamentação Técnica para Ligação às Redes Elétricas de Produção Independente de Energia
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Geração Eólica - CBA – Congresso Brasileiro de Automática - 2004.
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